低产水平井复合体系吞吐研究与试验

吴塞塞 吴文龙 鱼万琪 侯政延 白苏苏

延长油田股份有限公司七里村采油厂 陕西 延安 717100

油水井堵塞的特点是井筒的污垢和近井区域的污垢并存，井筒的污垢主要是由于井筒的结垢、结蜡、腐蚀以及地面修井时从油管中带进井中的泥土和地层吐砂所致；而在近井段，由于地层中的结蜡、结垢、微粒的迁移、乳化作用、生物有机质和聚合物的存在，导致了地层的堵塞。另外，不同储层的污水混入，在井壁和地层之间形成了水垢。所以，储层阻塞物中有机物质与无机物质共存。因此，对于以打通地层、解除堵塞为主要目的的解堵液来说，必须能够有效去除无机物成分和有机物成分。而在实践中，对于单一的液态系统来说是非常困难的。若处理不得当，很容易形成二次沉积物，从而堵塞孔隙喉道导致渗透性下降，最终使酸化效果不佳。因此，针对油水井堵塞问题，发明出有针对性的解堵剂新配方和使用工艺，降低对地层的伤害，恢复或提高地层渗透率，有效补充地层能量，增加原油产量[1]。

1 项目概况

七里村油田座落在鄂尔多斯盆地伊陕构造带东段，是一座大型采油基地。各个油区的地质结构都比较稳定，总体构造是一个缓慢的、向西倾斜的单斜，地层倾角小于1°，每千米坡度降低7～10m，其内部结构简单，部分地区存在由差异性压实所致的鼻状隆起。三叠纪延长长6储层主要发育于三叠系延长段，按地层-沉积旋回和岩性特点，可将其分为长611、长612、长613、长614、长621、长622、长623、长631、长632、长633、长641、长642共12个部分。主力开发层位为长61、长62、长63油层。

该区域长6储层属低孔低渗储层，埋深浅，储层物性较差，水敏感性中等偏弱，酸敏感性强，碱敏感性弱，盐敏感性中等偏弱。在该地区的长6油藏中，原油的密度和粘度变化较小，具有0.83g/cm3的低密度，在50℃时，低粘度4.24MPa，7.76℃的低凝固点的特征。油藏压力系数约0.9，小于静水柱压力。地温梯度3.1℃/100m。油层压力为2.6～6.2MPa，油层平均压力为4.5MPa，平均油层温度为298.13K（25℃）。该区长6，是一个典型的岩性油藏。储集层类型为孔隙型；油水分异不明显，储层通常没有边缘水或底水，该储集层为典型的弹--溶气驱动储层。

截至2022年末，七里村油田累计探明2.25×108t的油气资源。已探明含油量481.96×106m2，利用2.06×108t的石油地质储量，可利用油层面积为446.72×106m2。经校核采收率为12.2%，可采储量为0.25×108t，油藏控制区67.73×106m2，油藏控制储量为0.32×108t。

2 水平井堵塞原因分析

近井地带的堵塞类型主要有；砂粒堵塞，粘土堵塞，沥青胶质堵塞，石蜡堵塞，钙钡锶垢堵塞等，由于地层条件的复杂，堵塞介质往往有多种混合而成。按损害地层的机制可分为：颗粒因子、流体因子、储集岩因子、毛细管作用力、微生物因子、化学反应因子。就阻塞状况而言，现在国内外采取的措施主要有：酸化，超声波，高能气体爆炸，水力振荡，化学剂解堵，高压水射流，冲击波解堵，强负压复合解堵等。

在油田开发过程中，储层中不仅有碳酸盐类、粘土矿物和蜡质、胶质、沥青质的堵塞，也有各种聚合物，细菌及其菌体，以及硫化亚铁等物质。用盐酸可以消除碳酸盐类的结块；用土酸可以消除粘土矿物的结块；胶束酸对蜡质、胶质和沥青质有一定的解堵作用；而以上技术对各类聚合物、细菌及菌体和硫化亚铁等堵塞的解除却力不从心[2]。

根据油井腐蚀结垢现场调查和采出水水质分析结果，对七里村油田水平井井结垢的原因可以归纳为以下几点：

（1）由于长期不洗井或洗井无效，导致水平段堵塞物矿化度高、氯离子含量高、硫化物含量高、细菌数量多等特点。

一方面造成金属基体本身存在被盐腐蚀，此外，还考虑到在采油生产的过程中，油砂、压裂砂等会直接附着在油套上，有一定的透气性和透水性，在粘有油砂的铁质表面上，溶液中的Cl-和Fe2+结合形成氯化铁，由于氯化铁持续地水解，在附着物下面的水溶液的pH值也在逐渐地降低，形成酸性更强的地带。

（2）油井采出水具有细菌数量多、钙镁离子以及成垢阴离子硫酸根和碳酸根含量也较高等特点，这是造成水平段结垢较严重的主要原因。

随着压力和温度的变化，水在含有不同成分时会在管壁沉积形成结垢，且结垢物的主要成份是碳酸盐和硫酸盐为主，同时也可发现部分腐蚀后形成的物质也能在在管壁上形成一层覆盖层如硫化亚铁（FeS）和碳酸亚铁（FeCO3）以及少量的铁的氧化物。由于腐蚀产物和垢层覆盖层一般很难于形成较为完整的致密性的保护层，反而加剧局部腐蚀。在结垢的情况下，会因为硫酸盐还原菌（SRB）和电解质等的作用而发生腐蚀，当腐蚀继续进行时，在水垢的底部会产生阳极区，即为酸蚀区，因而加速蚀刻造成穿孔。

碳酸钙的溶解度随CO2分压的增加而增大，随温度的增加，其影响明显减小，反之亦然。只要系统内出现压力下降，CO2在气相中的分压会降低，CO2从溶液中分散，水的酸碱度上升，就有可能造成碳酸酯的沉淀，此外湍流还会造成结垢。

当水中含盐量增加时，碳酸巧溶解度也増加，盐类含量的存在还提高了碳酸钙的溶解度对二氧化碳分压的敏感性。因此，碳酸钙结垢主要是由于在较高的矿化度条件下CO2分压的降低。

（3）地面污水处理系统的工艺技术不合理、药剂体系没优化，污水处理不达标注入地层也是导致油井结垢的重要原因。

水处理工艺存在加药顺序和周期不合理，处理药剂种类少，污水处理后没有达到标准要求，悬浮物含量超标，处理剂投加不合理，腐蚀超标，细菌超标，导致注入水的结垢倾向大大增加。

清水没有净化处理达到标准要求，清水中含氧增加了混合水的腐蚀性，含氧使污水中亚铁离子氧化产生铁的氧化物沉淀结垢，污水与清水水型不配伍产生碳酸钙沉淀与硫酸盐沉淀结垢，也使得注入水后油井管柱结垢加重。

（4）污水处理后输送过程存在曝氧严重，增加了系统氧腐蚀的协同进作用，注入水增加了油井管柱氧化铁化合物的沉淀结垢。

处理的污水含氧增加，促进注入水质系统的氧腐蚀，从而增加油井管柱氧化铁化合物的沉淀结垢；清水的注入也增加了混合水的氧含量与油井混合水的腐蚀性与氧化铁沉淀结垢的生成。

处理后的污水不稳定，在注水管线的运行过程中，由细菌的繁殖和生长所生成的氢硫化物和由腐蚀所生成的氧化铁混合在一起，形成一种由硫化铁沉积而成的结垢现象，导致注入水悬浮物含量增大。

3 复合酸液体系介绍

3.1 试剂配方

按不同质量比组成为：甲酸（有机缓速酸）+ 醋酸（铁稳剂） + OTB活性剂（缓蚀、杀菌、粘土防膨） + YS-A活性剂（防蜡、降粘、润湿） + 盐酸（HCl）+氢氟酸（HF），其余部分是干净的水；上述成分的总质量是100。分子式：NH2SO3H+HBF4+OP-10+CH3COOH。

3.2 技术机理

此产品溶解在水里变成一种清澈的液体。通过酸液体系中的中强无机、有机酸所产生的H+、溶解灰质成分、铁化合物产生的堵塞物质，且通过H+、F-的缓慢释放，保持酸液体系的低pH值，实现深部解堵的目的。在酸性系统中，硅质和泥质阻塞是由HF组分溶蚀而成。在酸性溶液系统中使用多聚酸和添加剂，以完成渗透，增溶，防乳，清除残余油及有机沉淀，就达到最小的酸液伤害，不形成二次污染。具有以下特点：（1）具有较低的反应速率和较好的缓冲性；（2）缓蚀率低，具有良好的缓蚀性；（3）具有良好的抗乳化性、酸渣性和洗油性；（4）具有较好的降低CaFe2沉淀及抑制铁离子沉淀的能力；（5）剩余酸具有较好的防膨性，对粘土的膨胀有较好的抑制作用；（6）与地层流体具有良好的匹配性，对油藏无污染；（7）具有良好的可抽性和较小的表面张力，易于回流；（8）具有良好的热稳定性，受热不易分解。

（1）缓速机理：常规土酸经过近几年在国内油田的广泛应用，展现出显著的效果和很多优势，环保增能主要是用有机酸等与土酸混合或单独与氢氟酸混合来延缓氢氟酸的消耗，它能有效地抑制粘土在油藏中的溶胀和迁移，并能在一定程度上抑制已发生溶胀的粘土。由于延缓了作用时间，从而延长了穿透距离，增大了处理范围，它的有效作用距离比10%的土酸大3倍，而且没有二次沉淀。

（2）溶蚀无机物类堵塞机理：采用低渗透压的方法，向（砂岩或碳酸盐）油藏的孔隙（晶间、孔洞或微裂隙）中注入酸液。在砂岩油藏中，酸性物质主要是沿着经向的方向渗透进入油藏，将孔隙空间中的颗粒及堵塞物溶解掉，使孔隙空间变大，破坏由无机污垢，有机污垢，水泥和岩石碎片组成的阻塞物质，可以消除近井区域的污染，使基质的渗透性得到恢复或改善，解除堵塞。

（3）消除细菌机理：近井地带常常繁殖着大量细菌，细菌繁殖堆积，细菌可将硫酸根转化成硫化氢，又与二价铁离子生成硫化亚铁而堵塞地层。OTB活性剂是一种优质杀菌剂，它可吸附在菌体表面，影响细菌正常代谢作用而杀菌，也可渗入细胞壁使细菌中毒致死，解除细菌类堵塞。

（4）均匀布酸机理：主体酸液中加入了自有配方YS-A表面活性剂，它是一种润湿剂，对地层岩石表面产生润湿反转，利于酸液进入地层，也利于残渣残液返排；它又是一种高泡沫剂，利用其相似相溶及调驱原理，产生均匀布酸作用，以解决环保增能酸液因地层的非均质性而造成的酸液不能进入低渗透层的矛盾。

4 实验设计及效果评价

4.1 试验物理模拟

致密储层的孔喉很小，毛细管作用力很大，渗透吸力是它的一个主要开采机制，同时，结合以往对裂缝型致密油储层次生介质渗吸-驱替规律的研究成绩，由于酸液体系吞吐实验对三维平板要求比较严格，实验中的人造岩心无法满足要求，对“水平井注水吞吐”采油工艺开采效果进行评价。设计三组水平井吞吐方式，分别研究压力降至初始压力70%、30%、0条件下的平板模型开发效果。

4.2 Z052平8井实施及效果评价

Z052平8井，设计入井液量1800m3，计划焖井30d，现场施工于2022年9月28日开始，10月7日结束，实际现场施工6d，平均日注入液量300 m3，累计注入1800m3，实际焖井66d。

施工前平均单井日产油0.11t，综合含水70%，于2022年11月24日开抽，反排，含水100%，正常生产84d后，含水降至90%，含水较高，经项目组讨论，再焖井20d后生产，目前含水70%，平均单井日产达到0.31t，含水70%，截止2023年6月11日，目前平均单井日产0.26t，综合含水70%，吞吐后持续有效天数达到136d。

4.3 ZP2-7井实施及效果评价

ZP2-7井，设计入井液量2800m3，计划焖井30d，现场施工于2022年11月1日开始，10月9日结束，实际现场施工9d，平均日注入液量300m3，累计注入2800m3，实际焖井79d。

施工前平均单井日产油0.62t，综合含水25%，于2023年1月19日开抽，反排，2013年2月6日以后逐渐恢复产量，平均单井日产达到1.08t，含水36%，截止2023年6月11日，目前平均单井日产1.03t，综合含水28%，吞吐后持续有效天数达到134d。

5 结束语

通过将复合酸液体系解堵剂用于七里村油田项目，试验结果表示其各项指标均到行业标准规范要求，达到可施工、可复制、可推广的目标。复合酸液体系吞吐对低效水平井补能增产起到一定的效果，如何延长有效期提高采收率，是否配合加入气体介质增加渗流面积，还需要从理论到实践开展进一步深入研究。